伊洛瓦底盆地沙林凹陷石油地質特征

王榮新，盧立澤，閆志軍，錢 利，曹 劍，李 瓏

(1.成都北方石油勘探開發技術有限公司，四川成都 610051；2.西南石油大學地球科學與技術學院)

伊洛瓦底盆地沙林凹陷石油地質特征

王榮新1，盧立澤1，閆志軍1，錢 利1，曹 劍1，李 瓏2

(1.成都北方石油勘探開發技術有限公司，四川成都 610051；2.西南石油大學地球科學與技術學院)

通過對伊洛瓦底盆地區域地質分析和沙林凹陷石油地質條件分析，認為凹陷油氣成藏條件優越，始新統三角洲前緣亞相泥頁巖和沼澤亞相煤系泥巖具有較強的生烴能力，為油氣富集提供了豐富的物質基礎，并與逆沖斷裂帶共同控制了油氣田的分布；良好的生儲蓋配置、繼承性圈閉及由斷層、滲透層和不整合面共同構成的油氣輸導體系，為油氣的聚集提供了運移通道和空間；良好的成藏配置關系形成了始新統-漸新統/中新統下生上儲型成藏組合，主力含油砂體形成多重層狀油氣藏，待發現的始新統自生自儲成藏組合主要位于逆沖斷層下盤。凹陷北部D區塊已在始新統塔本組發現該套成藏組合，沙林凹陷內具有相同的地層和構造圈閉特征，具有較好的勘探前景。

伊洛瓦底盆地；沙林凹陷；石油地質；生儲蓋組合；成藏組合

沙林凹陷為緬甸伊洛瓦底盆地陸上盆地古近系層位最齊全、埋藏最深的凹陷，緬甸陸上已發現的46個油田中的25個位于沙林凹陷[1]，富集了緬甸陸上80%以上已發現的油氣地質儲量，已開發油氣層主要位于漸新統瑞澤道組(北部Ayadaw、Letpanto油田)、漸新統巴當組(Chuak、Yenangyaung油田)和中新統鄂霍明當組、標貝組(Yenangyaung油田)。主要為自然能量衰竭開發，層內、層間儲量動用不均衡，已開發區挖潛空間巨大，仍有許多勘探區塊和層系需要探索，滾動勘探及遠景勘探資源豐富。

1 區域地質概況

緬甸伊洛瓦底盆地為一新生代沉積盆地，位于若開褶皺帶和撣-丹那沙林地塊之間，東以實皆斷層為界，西以卡巴斷裂為界，南北長約1 000 km，東西寬約200 km，面積約11.2×104km2，具有“兩坳一隆”的構造特征，即西部深坳帶、中部隆起帶和東部淺坳帶[2-5]，已發現油氣全部位于西部深坳帶(圖1)。

西部深坳帶內凸凹分明，自北而南分布葡萄、胡崗、欽敦、沙林、皮亞和伊洛瓦底三角洲6個凹陷[3，5]。除北部葡萄、胡崗凹陷未發現工業價值油氣藏外，其他凹陷均已發現油氣田，其中以中部古近系埋藏最深、層位最齊全的沙林凹陷油氣最豐富。

2 構造演化

伊洛瓦底盆地自古新世到上新世經歷了四次主要構造演化[3，6-8]：

圖1 伊洛瓦底盆地構造單元(據王平等，2011)

(1)白堊紀末-古新世初，控制盆地發育的實皆走滑逆沖斷層和卡巴逆沖斷裂的活動，使盆地由大陸邊緣坳陷向弧后盆地轉變，沿盆地東西方向發生褶皺變形，沿島弧南北方向上呈現出坳隆相間的古地貌特征，形成現今串珠狀構造帶雛形；

(2)始新世末-漸新世初，喜山運動一幕，伊洛瓦底盆地由弧后盆地變為弧后前陸盆地，盆地北部開始抬升，漸新統地層缺失，沙林凹陷持續沉降接受漸新統沉積，整體形成南低北高、西低東高的古地貌；

(3)漸新世末-中新世初，喜山運動二幕，印度板塊左旋擠壓碰撞，盆地由弧后前陸盆地變為陸內前陸盆地，西部造山帶明顯隆起，欽敦與沙林凹陷間凸起加劇，欽敦凹陷沉積了近4 000 m的中新統地層，而沙林凹陷北部中新統僅數百米，南部存在沉積間斷，抬升、剝蝕頻繁；東西向擠壓背景下，深坳帶中部逆沖斷裂帶開始顯現；

(4)中新世末-上新世以后，喜山運動三幕，印度板塊自西向東強烈擠壓，沙林凹陷地層明顯褶皺和逆斷，Chuak-Yenangyaung逆沖斷裂帶形成，同時，北部相對抬升，形成了沙林凹陷北高南低的格局，上新世以陸上河流-湖泊相沉積為主。

3 沉積充填及地層發育特征

晚白堊世，卡巴組為半深海-濱海相沉積；古新世，伴隨著北部物源區抬升，海水向南退卻，沉積了三角洲-濱淺海相的龐吉組。始新世，朗欣組為穩定淺海相以泥頁巖為主的沉積，提林組因局部抬升，巖性變粗，下部為淺海相沉積，上部為陸相地層，塔本組末區域抬升，以泥巖沉積為主，常含薄煤層，蓬當組因局部的海退，以海陸過渡相砂巖沉積為主，始新世末堯河組由淺海相頁巖、泥灰巖和砂巖組成，頁巖向上有減少趨勢，堯河組末期海退，盆地北部接受廣泛的河流和三角洲沉積[8-9]。

漸新世初期發生大規模的海退，海水向南退卻，欽敦地區漸新世初抬升剝蝕，缺失漸新世，沙林凹陷繼續沉積了海陸過渡相地層。早漸新世瑞澤道組主要為陸相三角洲砂巖夾泥巖沉積，為沙林凹陷北部Yenangyat油田產層；中漸新世巴當組主要為淺海相細砂巖、粉砂巖夾泥巖薄層，分布穩定，厚度大，自北向南厚度減小，為沙林凹陷中部Chuak-Yenangyaung油田的主力產層之一；晚漸新世鄂霍明當組主要為淺海相砂巖夾泥巖，在Yenangyaung油田分布穩定，為主力產層之一。

中新世初，盆地北部全面抬升暴露，廣布河流、湖泊沉積。沙林凹陷連續沉積了以淺海-三角洲相泥頁巖和砂巖薄夾層為主的標貝組，之后水退，沉積了以三角洲相為主的庫奧科克組和奧博貢組，標貝組-庫奧科克組底部為Yenangyaung油田的主力產層之一。中新世晚期再次抬升，沙林凹陷自南向北剝蝕強度增大，北部缺失標貝組以上所有地層；上新世沉積了河流相的伊洛瓦底群，物源主要來自北部喜馬拉雅山區，中緬山脈和印緬山脈為次要物源。

4 石油地質特征

4.1 烴源巖

沙林凹陷自下而上依次發育上白堊統卡巴組和始新統朗欣組、塔本組2套烴源巖系，始新統為凹陷最主要的有效烴源巖，卡巴組泥巖為潛在烴源巖[4-6]。

卡巴組為一套淺海相灰色-灰黑色泥頁巖，盆地內未鉆遇，露頭厚度400～1 200 m。西緣露頭樣品平均有機碳1.10%(表1)，以Ⅱ型干酪根為主，Ro值為0.68%，推測盆地內烴源巖處于高-過成熟階段，為中等烴源巖。

朗欣組烴源巖為淺海三角洲前緣相灰黑色-深灰色泥巖和頁巖，盆地內未鉆遇，厚度達3 000 m以上。露頭樣品平均有機碳0.89%，Ⅱ1-Ⅱ2型干酪根，Ro值0.6%～1.0%(表1)，推測凹陷內普遍處于成熟-高成熟階段，為好-較好烴源巖。

表1 伊洛瓦底盆地烴源巖主要特征參數

塔本組下部為三角洲相前緣亞相泥巖，上部為沼澤亞相煤系泥巖，累計厚度500～1 200 m；下部泥巖平均有機碳0.78%，S1+S2=2.31 mg/g，氯仿瀝青“A”0.109%，Ⅱ1-Ⅱ2型干酪根；下部煤系泥巖平均總烴高達6 337×10-6，煤S1+S2高達227.45 mg/g，平均氯仿瀝青“A”1.133%，主要為Ⅱ2-Ⅲ型干酪根；Ro值0.6%～1.0%(表1)，為中等烴源巖。

4.2 儲層

沙林凹陷發育始新統、漸新統、中新統3統9組河流-三角洲相砂巖儲層，自下而上分別為：始新統提林組、塔本組、蓬當組，漸新統瑞澤道組、巴當組、鄂霍明當組，中新統標貝組、庫奧科克組、奧博貢組。

中中新統庫奧科克組為盆地中南部Yenangyaung、Minbu等油氣田的產層，該組孔隙度平均達20%；下中新統Yenangyaung油田標貝組巖心實測孔隙度平均23.8%，滲透率平均21.6×10-3μm2(表2)；漸新統鄂霍明當組砂巖孔隙度平均達13%～25%，滲透率(30～3 000)×10-3μm2。Chuak油田巴當組巖心實測孔隙度平均18.8%，滲透率平均159.74×10-3μm2(表2)，為沙林凹陷大多數油氣田的主力產層；瑞澤道組是沙林凹陷北部如Ayadaw、Letpanto油田產層，孔隙度平均大于20%。上始新統蓬當組為D區塊Letpanto油田產層，孔隙度平均15%～20%；隨埋深的增加，砂巖儲層物性具變差趨勢[3]。

總體上，中新統和漸新統砂巖均為中孔中滲-中低孔中低滲儲層，儲層物性較好，但分布范圍有限，中新統主要集中在沙林凹陷南部的Yenangyaung油田，漸新統則局限于沙林凹陷中南部的Chuak、Yenangyaung、Mann油田。

表2 沙林凹陷Chuak和Yenangyaung油田巖心常規測試結果

4.3 蓋層

沙林凹陷蓋層主要為泥巖，已經被證實的蓋層主要有7套，自下而上分別為：始新統塔本組、堯河組、漸新統瑞澤道組、巴當組、中新統標貝組、奧博貢組層內泥巖局部蓋層和上新統伊洛瓦底組區域性泥巖蓋層。漸新統鄂霍明當組，中新統庫奧科克組儲層上部的層內泥巖均為局部蓋層。始新統提林組、蓬當組層內泥巖為潛在局部蓋層。鉆井揭示逆斷層封閉性能良好，具有較強的側向遮擋和封閉能力，局部存在超壓，另一方面，晚期活動的斷層對油氣藏起著改造和破壞作用[3]。

4.4 生儲蓋組合特征

沙林凹陷各套生、儲、蓋層交叉疊置，自下而上發育2套生儲蓋組合：①始新統自生自儲生儲蓋組合(以朗欣組泥巖、塔本組煤和泥頁巖為主要烴源巖，以提林組、塔本組、蓬當組海相三角洲砂體為儲層，以厚層泥頁巖為層內蓋層)，該類生儲蓋成藏組合已在盆地北部得到證實。沙林凹陷該組合埋深一般大于3 000 m，鉆井尚未揭示，推測局部也存在該類成藏組合。②始新統-漸新統/中新統下生上儲生儲蓋組合(以始新統煤和泥頁巖為主要烴源巖，以漸新統瑞澤道組、巴當組、鄂霍明當組和中新統標貝組、庫奧科克組、奧博貢組三角洲砂體為儲層，以漸新統、中新統內部的厚層泥頁巖為層內蓋層，以上覆伊洛瓦底組厚層泥巖為區域性蓋層)，該類生儲蓋成藏組合在欽敦、沙林和皮亞凹陷均得到證實。

4.5 圈閉特征

沙林凹陷的圈閉受一系列逆沖斷層控制，主要發育背斜(背斜、斷背斜、繼承性披覆背斜)、斷鼻、斷塊等圈閉類型，其中逆沖斷層上盤以斷塊為主，斷鼻、斷背斜次之，背斜少量，逆沖斷層下盤以背斜為主(圖2)。

圖2 沙林凹陷Chuak油田圈閉構造剖面特征

4.6 成藏配置關系及成藏模式

烴源巖熱演化研究表明[4]，始新世末，沙林凹陷朗欣組烴源巖已達到生排烴期，漸新世末至中新世末，始新統烴源巖陸續進入生排烴高峰，至今始新統烴源巖仍處于生排烴高峰；沙林凹陷自始新世晚期開始處于擠壓拗陷階段，并持續至今。圈閉在始新世末已初具雛形，基本上與油氣大量生成、運移的時間同步，受晚期構造運動調整和改造，圈閉遭受擠壓，形態進一步顯現，中新世末-上新世以后，沙林凹陷地層產生明顯的褶皺和逆斷，凹陷中部逆沖斷裂帶形成，凹陷北部再次相對抬升，最終形成了北高南低的局面。該時期為構造定型時期，劇烈的構造運動和斷層活動形成了數量眾多的構造圈閉，為油氣藏的最終形成提供了必要條件。

由斷層、滲透層和不整合面共同構成的油氣輸導體系是凹陷油氣運移的主要通道；在斷層的溝通作用下，始新統烴源巖生成的油氣沿斷層面向上運移，在始新統內部形成自生自儲型油氣藏，在漸新統及中新統形成下生上儲型油氣藏。與斷背斜、斷鼻、斷塊等構造圈閉有關的油氣藏基本沿逆沖斷裂帶分布，在斷層上、下盤形成以構造為主的油氣藏。油氣聚集成藏的層位與油氣側向運移通道有關，排驅壓力小、具有良好儲、滲性能的砂巖儲層是油氣側向運移的主要通道，也是油氣聚集成藏的有利場所(圖3)。

圖3 沙林凹陷油氣成藏模式示意

沙林凹陷具有油氣生成和運移相對較早，而構造圈閉定形稍晚的特點，在始新世末形成的構造雛形，有利于富集油氣，油氣近源運聚形成自生自儲油氣藏。由于晚期構造運動沒有破壞始新世末形成的圈閉的有效性，因此這些圈閉為凹陷下步的勘探方向。

5 結論

沙林凹陷始新統較好-好烴源巖在始新世末進入成熟期，至今仍處于生排烴高峰，為油氣富集提供了豐富的物質基礎；良好的生儲蓋組合為油氣的聚集提供了條件；圈閉在始新世末初具雛形，中新世-上新世定型，基本上與油氣大量生成、運移的時間同步，由斷層、滲透層和不整合面共同構成的油氣輸導體系是凹陷油氣運移的主要通道；優良的成藏配置關系是油氣富集的重要條件，主力含油砂體形成多重層狀油氣藏，已發現下生上儲成藏組合，生烴中心與逆沖斷裂帶共同控制了油氣藏的分布，油氣藏類型主要為背斜、斷背斜、斷鼻、斷塊等構造型油氣藏；始新統具備自生自儲成藏組合條件，具有較大的勘探潛力。

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編輯：吳官生

1673-8217(2015)02-0025-04

2014-10-10

王榮新，高級地質師，碩士，1963年生，1986年畢業于武漢地質學院礦產系石油地質勘查專業，現從事石油地球化學及勘探地質工作。

TE122.11

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